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Mix de generación de España en el escenario base. Fuente: BloombergNEF. Nota: El gráfico muestra una proyección para España peninsular (continental) y no incluye las islas españolas / Spain’s generation mix in the base scenario. Source: BloombergNEF. Note: The chart shows a projection for peninsular (mainland) Spain, and does not include Spanish islands

Maximizar el papel de las energías solar y eólica en los sistemas eléctricos de España y Chile desde ahora hasta 2050 dependerá de la medida en que se desplieguen y utilicen activos de flexibilidad como baterías y cargadores dinámicos de vehículos eléctricos. Esta es la principal conclusión de dos informes, publicados por BloombergNEF (BNEF) en asociación con Acciona.

Tanto España como Chile tienen recursos de clase mundial de luz solar y eólica y, por lo tanto, son ubicaciones privilegiadas para la acumulación de energía renovable en las próximas tres décadas. Los informes de BNEF modelan las perspectivas para el mix de generación de energía de los dos países para 2050, en función de varios escenarios. Tanto España como Chile tienen objetivos ambiciosos para descarbonizar sus sistemas eléctricos, el primero para la generación renovable y el segundo para el retiro de toda su flota de centrales eléctricas de carbón. Pero lograr esto, o acercarse, requerirá un enfoque en la flexibilidad, así como simplemente invertir dinero en energías renovables cada vez más baratas.

La flexibilidad es proporcionada por tecnologías que pueden aumentar o reducir rápidamente la cantidad de electricidad que entregan a la red, dependiendo del equilibrio entre el suministro de los generadores y la demanda de las empresas y los consumidores. Algunos ejemplos son las baterías de almacenamiento estacionario, los cargadores de vehículos eléctricos que cargan cuando los precios de la electricidad son bajos en lugar de en períodos pico, las interconexiones con otros países y, por el lado de los combustibles fósiles, las centrales eléctricas de gas de respuesta rápida.

Entre las conclusiones de los dos informes se encuentran:

• El escenario base para España muestra que las energías eólica y solar generarán el 51% de la electricidad total para 2030, y hasta el 75% para 2050, gracias al hecho de que son las opciones de menor coste en ese país para generar energía.
• El escenario base para Chile muestra un aumento de las energías eólica y solar pasando del actual 13% del suministro de la electricidad del país, al 40% para 2030 y al 67% para 2050. Se espera que el mercado sea abastecido en un 93% por energías renovables en ese año. En un escenario de eliminación del carbón, la cifra aumenta al 98%.
• En España, en un escenario en el que los costes del almacenamiento en baterías caen más rápidamente de lo esperado, el sistema eléctrico podría necesitar un 13% menos de capacidad de reserva de gas para 2050, tener un 12% menos de emisiones y acomodar hasta un 94% de generación sin carbono.
• En España, en un escenario en el que los vehículos eléctricos pueden cargar de manera flexible (para aprovechar horas de electricidad más barata), los costes adicionales para el sistema de transporte de electricidad pueden reducirse a la mitad. También conduciría a un 9% menos de emisiones que en el escenario base.
• Un aumento en la capacidad del interconexión entre España y Francia permitiría aumentar la participación de la electricidad sin carbono en relación con el caso base, y a un coste total ligeramente más bajo. Sin embargo, los beneficios son menos obvios a largo plazo, ya que la utilización de las interconexiones disminuye debido a la sobregeneración eólica y solar con mayor frecuencia en ambos países simultáneamente.
• Sin embargo, otro escenario en el que los costes del almacenamiento no se reducen tan bruscamente como se esperaba, generaría un 11% más de emisiones para 2050 y un 3% más de costes para el sistema que en el caso base.
• En Chile, las energías eólica y solar representan una oportunidad de inversión de 35.000 M$ entre ahora y 2050, y las baterías una oportunidad de 8.000 M$.
• En Chile, el carbón representa el 39% de la generación de electricidad en la actualidad y se espera que disminuya hasta el 6% en el escenario base, ya que pierde terreno debido a proyectos eólicos y solares más baratos.
• Para reducir aún más la generación a carbón y minimizar las emisiones de Chile, se requeriría una política gubernamental deliberada y un 25% más de inversión en nueva generación que en el caso base.

Los precios de las baterías, que estaban por encima de 1.100 $/kWh en 2010, han caído un 87% en términos reales a 156 $/kWh en 2019. Para 2023, los precios promedio estarán cerca de 100 $/kWh, según el último pronóstico de BloombergNEF (BNEF). La reducción de costes en 2019 se deben al aumento del tamaño de los pedidos, el crecimiento de las ventas de vehículos eléctricos con batería y la penetración continua de cátodos de alta densidad energética. La introducción de nuevos diseños de paquetes y la caída de los costes de fabricación reducirán los precios a corto plazo.

El informe 2019 Battery Price Survey de BNEF predice que a medida que la demanda acumulada supere los 2 TWh en 2024, los precios caerán por debajo de 100 $/kWh. Este precio es visto como el punto alrededor del cual los vehículos eléctricos comenzarán a alcanzar la paridad de precios con los vehículos con motor de combustión interna. Sin embargo, esto varía según la región de venta y el segmento de vehículos. El informe examina en detalle cómo los fabricantes y fabricantes de automóviles pueden seguir reduciendo los precios.

Según las previsiones de BNEF, para 2030 el mercado de baterías tendrá un valor de 116.000 M$ anuales, sin inlcuir la inversión en la cadena de suministro. Sin embargo, a medida que caigan los precios de las celdas y los paquetes, los compradores obtendrán más valor por su dinero del que obtienen hoy.

El análisis de BNEF revela que a medida que las baterías se vuelven más baratas, se electrifican más sectores. Por ejemplo, la electrificación de vehículos comerciales, como furgonetas de reparto, se está volviendo cada vez más atractiva. Esto conducirá a una mayor diferenciación en las especificaciones de las celdas, con los vehículos comerciales y de pasajeros de alta gama optando probablemente por métricas como el ciclo de vida útil en vez de por las continuas caídas de precios. Sin embargo, para el mercado masico de vehículos eléctricos de pasajeros, los precios bajos de la batería seguirán siendo el objetivo más crítico.

La disminución continua de los costes de las baterías en la década de 2020 se logrará mediante la reducción de los gastos de capital de fabricación, los nuevos diseños de paquetes y el cambio de las cadenas de suministro. Los costes de fabricación están cayendo gracias a las mejoras en los equipos de fabricación y al aumento de la densidad energética a nivel de cátodo y celda. La expansión de las instalaciones existentes también ofrece a las empresas una ruta de menor coste para ampliar la capacidad.

A medida que los principales fabricantes de automóviles comienzan a producir plataformas de vehículos eléctricos a medida, pueden simplificar el diseño del paquete y estandarizarlo para diferentes modelos de vehículo eléctrico. El diseño simplificado es más fácil de fabricar y se puede escalar para vehículos más grandes o más pequeños. El cambio en el diseño del paquete también permitirá sistemas de gestión térmica más simples y podría reducir la cantidad de alojamiento requerido para cada módulo. A medida que los fabricantes de automóviles comienzan a adquirir celdas de múltiples proveedores para una sola plataforma, también hay un nivel creciente de estandarización en el diseño de celdas.

La demanda de vehículos eléctricos en Europa está creciendo y las cadenas de suministro están cambiando. Cada vez más, los fabricantes de baterías están construyendo plantas en la región. Esto ayuda a reducir algunos de los costes asociados con la importación de celdas desde el extranjero, especialmente los costes de transporte y los aranceles de importación.

El camino para lograr 100 $/kWh para 2024 parece prometedor, incluso si, sin duda, hay dificultades en el camino. Hay mucha menos certeza sobre cómo la industria reducirá los precios aún más, de 100 $/kWh a 61 $/kWh para 2030. Esto no se debe a que sea imposible, sino que hay una variedad de opciones y caminos que se pueden tomar.

A medida que nos acerquemos a la segunda mitad de la década de 2020 la densidad energética a nivel de celda y paquete jugará un papel creciente, ya que permite un uso más eficiente de los materiales y la capacidad de fabricación. Las nuevas tecnologías como los ánodos de silicio o litio, las celdas de estado sólido y los nuevos materiales de cátodo serán clave para ayudar a reducir los costes.

Saft ha enviado su entrega final de baterías de Li-ion a CAF Power & Automation para su integración en los tranvías de CAF Urbos, llamados tranvías de segunda generación (2GT), para alimentar la operación sin catenaria en Birmingham, la segunda ciudad más grande del Reino Unido.

Como desarrollador líder de sistemas eléctricos, de control y comunicación avanzados para ferrocarriles, CAF P&A seleccionó módulos de batería de litio (Li-ion) Saft para sus sistemas de almacenamiento de energía a bordo. Actualmente se están adaptando a los techos de 21 de los tranvías 2GT de la ciudad de Birmingham. Durante la operación, las baterías se cargarán en secciones de la ruta que son atendidas por catenarias. Luego proporcionarán potencia de tracción en distancias de varios kilómetros en nuevas secciones de vía sin cables de catenaria.

Al adoptar la tracción con batería, la agencia de transporte de Birmingham Network West Midlands ha reducido el coste de extender su red de tranvías al eliminar la necesidad de invertir en cables de catenaria aérea

Saft diseñó las baterías para que coincidan con los intervalos de al menos siete años estimados por CAF para revisiones importantes para esta segunda generación de tranvías. Esto permitirá que Network West Midlands optimice el mantenimiento y el cronograma operativo de la flota.

Saft entregó módulos de batería para cada uno de los 21 tranvías, así como unidades electrónicas de administración de batería (BMU) y soporte a CAF P&A para la integración del módulo de batería. CAF P&A ha integrado estos componentes en sistemas de baterías en sus instalaciones en San Sebastián, España.
El proyecto se basa en la relación a largo plazo de Saft con CAF P&A, así como en su experiencia en la entrega de sistemas de baterías de Li-ion de alto rendimiento para una operación sin catenaria.
Las celdas Li-ion de Saft están diseñadas y fabricadas en la fábrica de Saft Nersac en Francia.

Ingeteam y Pylontech han probado y certificado en sus respectivos laboratorios de I+D la compatibilidad del inversor híbrido (fotovoltaico + baterías) de Ingeteam con las baterías de alta tensión de Pylontech. En concreto, se trata del inversor INGECON® SUN STORAGE 1Play y las baterías POWERCUBE X1/X2 y FORCE H1/H2.

El uso conjunto del inversor híbrido de Ingeteam y las baterías de Pylontech permite crear sistemas híbridos que combinan la generación fotovoltaica y el almacenamiento de energía, sin necesidad de añadir inversores fotovoltaicos adicionales. Además, se pueden crear sistemas aislados, y también se puede operar en modo autoconsumo y en modo back-up (UPS). Así, en instalaciones conectadas a la red, se hace posible almacenar la energía solar generada durante el día para consumirla por la noche, pudiendo alcanzarse los mayores índices posibles de autoconsumo, sin riesgo de falta de suministro eléctrico durante caídas de red gracias a la posibilidad de funcionar en modo back-up (UPS).

El inversor de Ingeteam permite conectar tanto un campo fotovoltaico como un banco de baterías a un mismo equipo, abaratando el conjunto del sistema. Se trata de un inversor monofásico de 3 o 6 kW, sin transformador, dirigido a instalaciones residenciales y comerciales.

Por su parte, las baterías de alta tensión de litio-ferrofosfato (LiFePO4) de Pylontech abarcan un rango de tensión de 90 a 315 V, y una capacidad desde 7 hasta 24,5 kWh. Esto es gracias a un sistema modular que permite maximizar la flexibilidad de cara a un mayor aprovechamiento de la energía en la instalación.

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Disputada la última carrera de la Moto Engineering Cup (Campeonato Interautonómico de Velocidad) en el circuito de Montmeló, el equipo Enercapital Developments se ha proclamado campeón en la categoría de moto eléctrica. El joven piloto, Manuel García Troya ha competido de igual a igual con motos de combustión, superando incluso a algunas de ellas y demostrando en cada carrera no solo la competitividad de la propulsión eléctrica, sino también la gran autonomía de las baterías, completando todas las vueltas. En concreto, esta moto, 100% eléctrica, dispone de un motor de 40 kW y puede alcanzar velocidades de hasta 190 km/h.

Agradecemos a nuestro patrocinador, Enercapital Developments, la confianza en las posibilidades de la movilidad eléctrica y también el esfuerzo de los miembros del equipo por desarrollar esta tecnología, demostrando que el futuro es ahora, viendo rodar a nuestra moto eléctrica por delante de motos de combustión”. (Emilio Muñoz, miembro del equipo Enercapital Developments en la Moto Engineerig Cup).

La firma Enercapital Developments, especialista en desarrollos fotovoltaicos y eólicos, tiene como uno de los objetivos dentro de su estrategia corporativa, apoyar iniciativas que pongan en valor las ventajas de utilizar energías limpias en su actividad, como forma de trasmitir sus beneficios sociales y medioambientales.

La propulsión eléctrica está teniendo cada vez más presencia en nuestra sociedad, como alternativa a los combustibles fósiles. Los nuevos desarrollos consiguen menores consumos, así como mayor potencia y autonomía, lo que los convierten en una opción real de movilidad para muchas personas y empresas. En el ámbito deportivo, como demuestra el equipo Enercapital Developments, la propulsión eléctrica está cada día más cerca de las prestaciones de la combustión tradicional, siendo además una energía limpia, más aún si esta proviene de energías renovables.

i-DE, la compañía distribuidora eléctrica de Iberdrola, ha inaugurado el primer sistema de almacenamiento de energía eléctrica con baterías de ion de litio para redes de distribución en España. El proyecto, pionero en el país y situado en el municipio murciano de Caravaca de la Cruz, permitirá mejorar la calidad de suministro energético del entorno, así como el aprovechamiento de la energía solar generada en la zona.

El sistema de almacenamiento, de 3 MWh de capacidad, puede funcionar en isla y, en caso de interrupción de suministro, proveer hasta cinco horas de energía eléctrica a las principales pedanías de su entorno: Cañada de la Cruz, Inazares, Moralejo, Barranda, El Moral y Los Royos.

Climatología adversa y entorno rural

Las circunstancias especiales del entorno rural de Caravaca de la Cruz han determinado la elección del enclave para esta solución innovadora.

En los últimos años, la zona viene registrando situaciones climatológicas muy adversas que provocan incidentes en la red de distribución. Asimismo, se trata de un área integrada por diversos núcleos de consumo, pequeños y dispersos, que hacen que una avería pueda dejar sin servicio a varias poblaciones. A ello se suma las largas distancias que hay que recorrer para llegar hasta la fuente del problema, dificultando la resolución de incidencias.

La solución tradicional hubiera representado la construcción de 22 km de líneas aéreas, atravesando zonas de protección medioambiental. Por este motivo, se optó por una solución innovadora, basada en el almacenamiento energético, instalada en un cruce de líneas áreas, que permite atender a varias zonas con una única batería.

El proyecto ha demostrado que las baterías pueden mejorar la continuidad de suministro en situaciones de contingencia, así como el aprovechamiento de plantas fotovoltaicas conectadas en la red de influencia, incluso formar islas usando únicamente energías renovables. Las baterías, en definitiva, se constituyen en complemento a la operación local convencional.

Sistema de almacenamiento inteligente

En Caravaca de la Cruz hay varias plantas fotovoltaicas de cierta dimensión que elevan la tensión de la línea en las horas de mayor exposición del sol. Una batería de estas características es capaz de ajustar el voltaje a los valores adecuados y estar lista para intervenir como segunda fuente de suministro eléctrico en caso de fallo en la red.

La planta de almacenamiento está dotada de un sistema inteligente capaz de valorar situaciones y decidir qué parte de la red se mantiene en funcionamiento desde la batería, atendiendo a los consumos reales, la capacidad de producción de las plantas fotovoltaicas del entorno y el estado de la carga de la batería, entre otros aspectos.

El sistema estima tanto los consumos como la potencia de generación renovable de las plantas solares instaladas en la zona en ese momento, así como la previsión de las siguientes horas. De este modo, puede aprovechar la generación eléctrica local y, además, absorber la energía sobrante, en caso de exceso de producción.

La combinación de esta batería con la producción de las plantas fotovoltaicas de la zona permitirá rebajar considerablemente los tiempos de interrupción del suministro eléctrico durante una emergencia.

El almacenamiento y las redes, claves para el modelo energético del futuro

Los sistemas de almacenamiento son clave para abordar el reto de la transición energética y están llamados a convertirse en un elemento esencial en el sistema eléctrico del futuro, porque permiten mejorar la calidad del suministro eléctrico, asegurar la estabilidad y fiabilidad de la red e integrar y aprovechar la energía generada por fuentes renovables.

Iberdrola es líder en almacenamiento de energía, con una potencia de 4.400 MW instalados mediante tecnología de bombeo, el método más eficiente en la actualidad, y desarrolla numerosas iniciativas que combinan el uso de baterías con proyectos de energía renovables -eólica y fotovoltaica-, así como orientadas a la mejora de la calidad del suministro de sus redes, como es el caso de la instalación en Caravaca de La Cruz.

Las redes de distribución eléctrica son el sistema circulatorio del nuevo modelo energético y la plataforma necesaria para la transición hacia una economía descarbonizada, basada en energías renovables y competitivas. La transformación de las redes hacia una infraestructura inteligente permite dar respuesta a los retos de una economía electrificada, con una mayor integración de renovables, la movilidad sostenible, las ciudades inteligentes y modelos de consumo y la generación distribuida.

En este contexto, i-DE ha destinado 2.000 millones de euros a la digitalización de las redes eléctricas que opera, con la instalación de casi 11 millones de contadores digitales, junto a la infraestructura que los soporta, y la adaptación de alrededor de 90.000 centros de transformación en España, a los que ha incorporado capacidades de telegestión, supervisión y automatización. Asimismo, trabaja en la actualidad en la digitalización de la red de baja tensión y realiza inversiones en sistemas de control y operación.

i-DE, redes eléctricas inteligentes

La actividad de i-DE -la nueva marca de distribución eléctrica de Iberdrola- contempla la planificación, construcción, y mantenimiento de las líneas eléctricas, subestaciones, centros de transformación y otras infraestructuras, así como la operación de ese sistema para distribuir la energía de forma eficiente entre los diversos agentes que la producen y consumen.

Iberdrola opera un sistema de distribución que posee 270.000 km de líneas eléctricas en España, con presencia en 10 Comunidades Autónomas y atendiendo a una población de 17 millones. En 2018, el negocio de distribución de Iberdrola invirtió casi 500 millones de euros en España en proyectos destinados a la mejora de sus procesos y canales de atención al cliente; la finalización del despliegue de cerca de 11 millones de contadores inteligentes y la supervisión y automatización de la red.

La actividad de redes de Iberdrola tiene un relevante efecto tractor sobre la economía española, con la generación de más de 10.000 empleos totales (directos y a través de sus proveedores). En 2018, la compañía realizó compras por valor de 500 M€ a 2.000 empresas locales.

Saft ha entregado e instalado sistemas de baterías de Li-ion Flex’ion para proporcionar energía de respaldo en un centro de datos de Sparkasse, el grupo bancario público más grande de Alemania. En su segunda colaboración este año, Saft y Piller Group trabajaron juntos para combinar el reconocido sistema de baterías de Li-ion Flex’ion de Saft con el sistema de suministro de alimentación ininterrumpida (UPS) de Piller Group. La solución proporcionará una copia de seguridad de alto rendimiento para el centro de datos. El ámbito de aplicación de Saft incluía el diseño, fabricación, suministro, instalación y puesta en marcha.

Se han pedido dos sistemas Flex’ion para el centro de datos, cada uno de los cuales tiene una potencia de 373 kW durante 15 minutos al final de su vida útil de 15 años.

En términos de seguridad, el sistema de baterías Flex’ìon de Saft se basa en la electroquímica Super Lithium Iron Phosphate de la empresa, que es inherentemente segura para sitios críticos. Mientras que las baterías de plomo-ácido reguladas por válvula (VRLA) se han utilizado ampliamente en los centros de datos hasta ahora, la tecnología de batería Li-ion Flex’ion de Saft ofrece un rendimiento superior, fiabilidad, alta disponibilidad y bajo coste total de propiedad (TCO) a lo largo de su extensa vida útil. Las baterías Li-ion tienen alta densidad de energía y potencia de salida, lo que significa que pueden ser más compactas y livianas.

Otra ventaja del sistema de baterías Flex’ion es que su tecnología de Li-ion funciona eficazmente a temperaturas elevadas. Esto reduce los requisitos de enfriamiento y mejora la eficacia del uso de energía (PUE). Un beneficio adicional es la capacidad de carga rápida, lo que significa que las baterías se pueden recargar rápidamente para obtener la máxima disponibilidad.

Fabricados en Europa, los sistemas de baterías de Li-ion Flex’ion de Saft están diseñados para aplicaciones de misión crítica, principalmente en el mercado de centros de datos, pero también en los mercados de petróleo y gas, servicios públicos, industria y construcción.

Seine Alliance ha presentado el Black Swan, el primer barco eléctrico específico para cruceros privados y profesionales por el Sena, equipado con baterías de segunda vida. La idea de Seine Alliance y sus socios -Grupo Renault y Green-Vision- es poder demostrar la eficacia de un modelo basado en el principio de la economía circular para reproducirlo y crear sinergias entre los distintos actores de la movilidad.

En un contexto de efervescencia generalizada para encontrar soluciones innovadoras para la conservación de nuestro planeta, las iniciativas de los profesionales del sector fluvial ofrecen perspectivas alentadoras. Están muy comprometidos con los aspectos ambientales de sus actividades y generan múltiples proyectos para poner de relieve su ejemplaridad en materia de transición energética. El Black Swan, barco cero emisiones* para cruceros familiares de aproximadamente dos horas y con una capacidad para acoger a entre dos y ocho personas, ha sido diseñado con este propósito. Se propulsa con dos motores eléctricos y no dispone ni de grupo electrógeno ni de motor térmico de apoyo. Por lo tanto, no emite ningún gas de escape y navega sin ningún ruido. Se trata de un proceso de transformación voluntario para reducir el impacto ambiental de las actividades fluviales.

Economía circular, seguridad y confort a bordo

El Black Swan está equipado con dos cadenas de propulsión 100 % eléctrica, totalmente independientes y autónomas. Esta redundancia le permite navegar de forma totalmente segura.

Al término de su primera vida en el automóvil, baterías de ion-litio procedentes de vehículos eléctricos Renault se extraen y reacondicionan para su nuevo uso. Se alojan bajo las banquetas laterales del barco en cuatro compartimientos de acero inoxidable especialmente diseñados para garantizar la estanquidad y seguridad del funcionamiento. De este modo, se evita el consumo de energía y de materias primas necesario para la construcción de baterías nuevas.

Cada propulsor está unido a dos compartimientos para baterías que desarrollan una potencia nominal de 10 kW (20 kW en potencia máxima), permitiendo al barco alcanzar las velocidades de crucero habituales (la velocidad por el Sena en París está limitada). El peso total de las baterías es de 278 kg, inferior al peso del depósito de gasolina que equipaba al barco en su versión térmica.

El casco reciclado, un diseño atemporal del constructor italiano Tullio Abbate, conserva su línea dinámica. No hay motores fueraborda ni motores in-bord. La propulsión, y también el giro, se efectúan gracias a unas góndolas direccionales sumergidas (“pods”). La optimización técnica permite no recargar la línea del barco, optimizar la ergonomía del cockpit para facilitar la circulación y garantizar un confort máximo para los pasajeros que navegan en silencio. Dichos pasajeros pueden disfrutar de cruceros de una duración de dos horas, para un tiempo de carga de dos a tres horas.

Un barco inspirador para el resto de la profesión

La presentación técnica del Black Swan tuvo lugar el lunes 4 de noviembre en el espacio para eventos L’Atelier du France. Los profesionales del mundo fluvial reunidos en el Puerto de Grenelle en París han podido descubrir un barco elegante y funcional que servirá de inspiración para los cerca de 150 barcos profesionales censados en el canal de París. Con ello, se demuestra que la migración hacia sistemas de propulsión más respetuosos con el medioambiente es posible.

En el primer trimestre de 2020 se realizarán demostraciones para la prensa. Este mismo periodo será el de la entrada en servicio del Black Swan tras recibir las autorizaciones administrativas necesarias.

Seine Alliance iniciará entonces las obras de acondicionamiento de un nuevo barco análogo, antes de proseguir con otros barcos hasta alcanzar su objetivo de 2024 que consiste en disponer de una flota 100 % eléctrica.

El Black Swan prefigura de hecho una nueva generación de barcos que dan muestras de ejemplaridad en términos de creatividad, de neutralidad en carbono y de funcionalidad, sin sacrificar la elegancia. La sinergia desarrollada con el Grupo Renault y Green-Vision debe permitir la utilización inteligente de una producción reacondicionada que se inscribe en un auténtico proceso de desarrollo sostenible.

(*)cero emisiones en el uso

Ayer se clausuró el VI Foro Solar de la UNEF que se desarrolló a fianles de octubre en Madrid y que tuvo como lema “La fotovoltaica como elemento principal del modelo energético”. Desde AleaSoft, que participó y patrocinó el evento, enviamos nuestra felicitación a la UNEF por la organización del evento y por la labor que desempeñan cada día para potenciar el desarrollo del sector fotovoltaico en España.

La coyuntura actual, en que la Revolución Fotovoltaica es cada vez más palpable, ahora que la fotovoltaica está tomando impulso y su potencia instalada en España ha aumentado en lo que va de año, hasta septiembre de 2019, un 33% según los datos publicados por REE, así como las buenas perspectivas para los próximos años, han marcado el carácter general del evento y en particular de los distintos debates que se realizaron durante los dos días.

Antonio Delgado Rigal, Director General de AleaSoft, participó en la mesa “Alternativas de desarrollo de una planta fotovoltaica: Elementos clave en la toma de decisiones”, en la que tuvo la oportunidad de dar su punto de vista sobre un tema tan importante en el contexto actual de la industria fotovoltaica.

En la mesa se resaltó la importancia de tener una visión de futuro para el desarrollo de una planta fotovoltaica. Sobre este aspecto Antonio comentó que AleaSoft lleva 20 años haciendo previsiones basadas en Inteligencia Artificial para las 20 empresas más importantes del sector eléctrico español y contribuyendo a la digitalización de las mismas, y que estas empresas demuestran su satisfacción renovando consecutivamente cada año la confianza en la consultora española.

Según Antonio, para el desarrollo de una planta solar y la toma de decisiones se deben tener en consideración cuatro puntos: información, previsiones, probabilidades y optimización.

En cuanto a la información, se debe tener en cuenta la historia, lo que está pasando en España y en el resto de Europa en el mercado eléctrico, en las subastas de renovables realizadas y las futuras, en la economía, así como su incidencia en la demanda eléctrica, en los mercados de combustibles, etc.

Las previsiones son imprescindibles para la toma de decisiones. Por ejemplo, las previsiones a corto plazo son una referencia para la participación en el Mercado Diario, Intradiarios, Banda de Regulación Secundaria y Desvíos, las previsiones a medio plazo son útiles como referencia para la participación en los mercados de futuros y para las coberturas de riesgos, y las previsiones a largo plazo son un input fundamental para los PPA y para cualquier plan de inversión a largo plazo.

También es importante la gestión de la incertidumbre aportando probabilidades de la previsión. Preguntas como ¿qué probabilidad hay de que en 2025 el precio sea menor que 20 €/MWh o mayor que 50 €/MWh? son cruciales para la toma de decisiones. Las probabilidades de la previsión se calculan teniendo en cuenta distintos escenarios de las variables que inciden sobre el precio del mercado: precio de los combustibles y de los derechos de emisión de CO2, producción hidroeléctrica, nuclear, solar, eólica, etc.

Previsión probabilística del precio del mercado MIBEL generada por AleaSoft a mediados del 2017.
El cuarto punto al que se refería Antonio, la optimización, se trata de analizar cómo combinar de forma óptima las opciones de explotación de la planta teniendo en cuenta la información, las previsiones y sus probabilidades. Esto se puede hacer combinando con baterías, produciendo hidrógeno, usando distintos mecanismos para la venta de la energía, por ejemplo, un 40% mediante PPA y un 60% a mercado, etc.

Las previsiones de precios del mercado eléctrico deben ser científicas y coherentes. Los modelos deben captar el equilibrio del mercado en el pasado y propagarlo hacia el futuro. Según Antonio, el equilibrio del mercado seguirá existiendo mientras exista el mercado marginalista, que permanecerá al menos 20 años más. La metodología de AleaSoft, con una calidad probada durante 20 años, combina Redes Neuronales, modelos SARIMA y regresión. Además, las previsiones que ofrece la empresa dependen de unas 15 variables explicativas. En resumen, las previsiones de AleaSoft están basadas en el equilibrio del mercado, un modelo científico y las variables explicativas para cuantificar probabilísticamente el precio en los distintos horizontes. También se tienen en cuenta situaciones nuevas que pueden ocurrir en el futuro de las cuales no se tiene historia.

Otro tema que se debatió en la mesa fue la conveniencia o no de utilizar subastas de renovables para financiar los nuevos proyectos. Para Antonio el mercado es fundamental. Si no hubiera subastas el mercado funcionaría mejor. Las subastas pueden ser importantes en las islas o en otras situaciones puntuales. Si un generador fotovoltaico necesita garantizar un precio a futuro puede buscar un offtaker y firmar un contrato PPA a largo plazo.

Joan Groizard Dtor General del IDAE, Antonio Martos de Europa Press, Jon Asín CEO de BeePlanet Factory, Arturo Pérez de Lucia Director General de AEDIVE, Carmen Becerril Presidenta de AMENER, Paloma Martín, Consejera de Medio Ambiente, Sostenibilidad y Ordenación del Territorio de la Comunidad de Madrid, Enrique Fernandez Consejero de Industria del Principado de Asturias y Adriano Mones Presidente de AEDIVE.

La empresa BeePlanet Factory y la Asociación Española de Mujeres de la Energía, Aemener, han recibido los premios a la Innovación y a la Institución que otorgó ayer la Asociación Empresarial para el Desarrollo e Impulso de la Movilidad Eléctrica, AEDIVE, que también otorgó el premio a la Comunicación al periodista Carlos Drake, jefe de Empresas y Motor de la Sección de Economía de Europa Press.

La empresa navarra BeePlanet Factory obtuvo el premio a la Innovación por su desarrollo de productos de almacenamiento energético con baterías de segunda vida de vehículos eléctricos. El premio lo recogió Jon Asin, CEO de la compañía, quien recibió el galardón de manos del Consejero de Industria del Principado de Asturias, Enrique Fernández.

El premio a la Institución lo recibió la Asociación Española de Mujeres de la Energía, Aemener, por contribuir a mejorar el conocimiento de los consumidores sobre el sector energético y fomentar el compromiso con el consumo eficiente y el uso de las tecnologías sostenibles, teniendo como foco el papel fundamental de la mujer en las decisiones y la educación de las nuevas generaciones.
Su presidenta, Carmen Becerril, recibió el galardón de manos de Paloma Martín, Consejera de Medio Ambiente, Sostenibilidad y Ordenación del Territorio de la Comunidad de Madrid.
Finalmente, el periodista Carlos Drake no pudo recibir el premio personalmente, ya que se encuentra en Tokio en estas fechas, por lo que su compañero en EP, Antonio Martos, recogió en su nombre el galardón de manos del Director General del IDAE, Joan Groizard.

La cena del sector y los premios Aedive – Santiago Losada se celebraron en el marco del V Congreso europeo de Movilidad Eléctrica que ha organizado la Asociación Empresarial para el Desarrollo e Impulso del vehículo eléctrico, AEDIVE, a finales de octubre en Madrid.

La V Edición del Congreso Europeo del Vehículo Eléctrico ha contado con el apoyo de empresas patrocinadoras principales como Iberdrola junto con Alsa, Alstom, Bosch, Circontrol, Circutor, EDP, Efibat, Grupo Etra, EVBox, Faen, Hi!Mobility, Nexvia, Phoenix Contact, PSA Group, Repsol, Siemens y Smart.

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